80167

Аварийные режимы, обусловленные нарушением режима теплоотвода по второму контуру

Лекция

Энергетика

Рассматривается авария, связанная с резким увеличением расхода пара от ПГ в результате разрыва главного паропровода 2 контура при работе блока на любом уровне мощности. Предполагается мгновенный разрыв одного из паропроводов.

Русский

2015-02-16

163 KB

4 чел.

                                                                                                  «УТВЕРЖДАЮ»

                                                                                                Заведующий кафедрой

                                          Эксплуатации  и ФЗ ЯЭУ                                                                                                                                                                                                                                                                

                                             В.А. Кирияченко

     «__»____________20__ г.

Лекция  № 21

Тема: Аварийные режимы, обусловленные нарушением режима

теплоотвода по второму контуру

План лекции

                                                                                                                

1. Вводная часть                      5 мин.

2. Основная часть:  

2.1. Разрыв паропровода 2-го контура с отсечением всех

      ПГ от места разрыва.                                                                       20 мин.                                                                                     

2.2. Разрыв паропровода 2-го контура без отсечения одного

      ПГ от места разрыва.                                                                       20 мин.

2.3. Разрыв трубопровода питательной воды.                                      15 мин.

2.4. Нерегулируемый расход пара от ПГ.                                             15 мин.                                                     

3.   Заключительная часть.                5 мин.

Задание на самостоятельное изучение материала – 2 часа.

Разрыв коллектора свежего пара. Литература [19, 20].

В результате изучения материала лекции студенты должны:

а) знать:

- возможные причины возникновения перечисленных аварийных ситуаций;

- действия персонала при подобных авариях;

б) уметь предотвратить выход радиоактивных веществ за установленные пределы;

в) быть ознакомленными с физическими основами процессов, протекающих на ЭБ при авариях, связанных с разрывом трубопроводов второго контура.

Литература

1. Инструкция по ликвидации аварий и аварийных ситуаций на реакторной установке АЭС.

2. Инструкция по ликвидации аварий и аварийных ситуаций на основном оборудовании турбинного цеха АЭС.

3. Технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблоков с реактором ВВЭР-1000.


1. Разрыв паропровода 2-го контура с отсечением всех ПГ от места разрыва

Рассматривается авария, связанная с резким увеличением расхода пара от ПГ в результате разрыва главного паропровода 2 контура при работе блока на любом уровне мощности. Предполагается мгновенный разрыв одного из паропроводов.

По характеру протекания аварии возможны два варианта.

Вариант 1: Предполагает мгновенный разрыв одного из паропроводов на участке между БЗОК TX50(60,70,80)S06 и обратным клапаном TX50(60,70,80)S07.

Вариант 2: Разрыв главного парового коллектора.

Рассмотрим вариант «Разрыв главного парового коллектора».

Признаки аварии.

1). Срабатывание АЗ РУ по фактору разрыва паропровода.

   Срабатывание табло сигнализации:

   " dts(I-IIк) >=75оC и Рпп<50 кгс/см2".

   " АЗ I,II комплект".

   2). Запуск каналов СБ по сигналу "dts(I-IIк)>=75оC,

tIk>=200оC и Рпп< 50 кгс/см2".

   3). Посадка БЗОК TX50,60,70,80S06 всех парогенераторов.

   4). Закрытие СРК турбины по снижению давления в ГПК менее 52 кгс/см2.

   5). Шум истекающего пара в машзале.

   6). Отключение всех ГЦН1-4 защитой: "dts(I-IIк)>=75оC, Рпп<45 кгс/см2  и ТIк>200оС". Этой же защитой производится отсечение подачи основной и аварийной питательной воды на все парогенераторы: RL71-74S01-04, TX11-14S05, TX21(22)S02, TX31,32S02 закрываются.

   Процессы, происходящие в установке.

   1). При полном разрыве ГПК в нем происходит резкое снижение давления и при Ргпк<=52 кгс/см2 (через 10-12 сек. после начала процесса) отключается ТГ посадкой СК.

   2). Снижается температура и давление в I контуре и уровень в КД.

   3). Мощность реактора возрастает за счет отработки АРМ в режиме "Т" на "больше". По факту увеличения нейтронной мощности до 102%Nн АРМ переходит в режим "Н", ЭСРГ в "РД-2". Возможно срабатывание ПЗ-I по увеличению мощности.

   4). По метровым уровнемерам (L19,  L09) уровни в ПГ1-4 увеличиваются за счет вскипания, по четырехметровым уровнемерам уровни в ПГ1-4 уменьшаются за счет увеличения расхода пара из ПГ.

   5). Через (1-2) сек. после посадки СРК ТГ срабатывает "разрывная" защита II контура: разность температур насыщения первого и второго контуров больше 75оС, давление в паропроводах меньше 50 кгс/см2 и температура первого контура больше 200оС.

   По факту работы защиты:

   - срабатывает АЗ РУ;

   - производится запуск каналов СБ;

   - открывается арматура TX50,60,70,80S09-S11,S13-S15 и в пределах (4-10)сек. производится посадка БЗОК TX50,60,70,80S06 с отсечением места разрыва от парогенераторов.

   6). После посадки БЗОК TX50,60,70,80S06 давление в ПГ1-4 начинает увеличиваться.

   7). За время посадки БЗОК (4-10)сек. давление в ПГ1-4 снижается ниже 45 кгс/см2. Это приведет к отключению ГЦН1-4 защитой "Рпп<=45 кгс/см2, dts(I-IIк)>75С, tIк>200C", прекращению подачи основной и аварийной питательной воды закрытием: RL71-74S01-04,  TX11-14S05, TX21,22S02, TX31,32S02.

   ПРИМЕЧАНИЕ: Если давление в паропроводах не достигнет 45 кгс/см2, то после посадки БЗОК TX50,60,70,80S06 давление в ПГ1-4 начнет расти и по достижению давления более 50 кгс/см2, ГЦН1-4 отключается по посадке БЗОК , т.к. произойдет съем защиты "Рпп<50 кгс/см2, dts(I-II)>=75оС, tIк>200оС". Но в этом случае не произойдет прекращения подачи питательной воды в ПГ1-4.

   8). Давление в ГПК снижается до атмосферного, КСН обеспечивается паром от общестанционного КСН. Следует учитывать, что при понижении давления в КСН до 8,5 ата регулятор подключается к клапану RQ11(12)S01 и открывает его поддерживая давление в КСН в пределах 9,8-10,2 кгс/см2. Это приводит к сбросу пара из КСН через ГПК в течь. Оператор должен в любом случае закрыть RQ11,12S01.

   Действия персонала.

   1). Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ РУ,  выполнить операции после АЗ. Включить насосы ТВ10Д02(03,04) на всас работающего подпиточного насоса ТК21(22,23)Д01,02 и увеличить (проконтролировать увеличение) подпитку 1к. до 60 т/час. Для увеличения подпитки 1к. снять с "автомата" ТК81,82S02 и открывать их дистанционно (при этом контролировать открытие TK31,32S02 регулятором УРС02).

   2). Проконтролировать посадку СРК турбины, выполнить операции при посадке СРК ТГ. Закрыть RQ11,12S01.

   3). Проконтролировать открытие TX50-80S09-12,S13-15 и посадку БЗОК TX50,60,70,80S06. Убедиться, что после закрытия БЗОК снижение давления в ПГ1-4 прекратилось.

   4). Проконтролировать отключение ГЦН1-4,  закрытие подачи основной и аварийной  питательной   воды   в   ПГ1-4   арматурой:   TX11-14S05, TX21,22S02, TX31,32S02, RL71-74S01-04.

   5) Проконтролировать запуск каналов СБ по сигналу "Разрыва II контура" - dTs(I-II)>=75оC и Рпп<50 кгс/см2, ТIк>200оC".

   6). После повышения давления в парогенераторах ПГ1-4 выше 45 кгс/см2 и снятие запрета на подачу питательной воды, подать питательную воду в ПГ1-4 и произвести их дозаполнение до номинального уровня, не допуская снижения давления в ПГ1-4 ниже 45 кгс/см2, в следующей последовательности: дозаполнение до номинального уровня произвести подачей аварийной питательной воды от насосов TX10(20,30)Д01. После восстановления номинального уровня подачу питательной воды осуществлять от ВПЭН RL51,52Д01 через RL71,72,73,74S03,04.

   ПРИМЕЧАНИЕ: Работа одного АПЭН TX10(20,30)Д01 с полным расходом позволяет обеспечить теплосъем 2%Nн реактора, что меньше уровня остаточных тепловыделений в рассматриваемый период. Поэтому существует возможность восстановления уровня в ПГ1-4 работой АПЭН без снижения давления в них. До восстановления уровней в ПГ1-4 продувка должна быть закрыта, т.е.закрыты RY11,12,13,14S05,S10 ПГ1-4 . После восстановления уровней в ПГ1-4 их необходимо открыть.

   7). Проконтролировать наличие признаков естественной циркуляции теплоносителя 1 контура.

   8). Уведомить руководство АЭС о происшедшей аварии.

   9). Контролировать увеличение концентрации борной кислоты в 1 контуре до стояночной согласно АНФХ отбором ручного анализа каждые 30 мин.

   10). Подача борной кислоты в 1 контур осуществляется насосами ТВ10D02(03,04), ТК21(22,23)D01,02 или насосами ТQ14,24,34D01.

   11). Через 15 минут после снятия сигнала разрыва паропровода снять запреты программы СП и отключить насосы, включенные АСП:

TQ11,21,31Д01, TQ12,22,32Д01, TX10,20,30Д01, TQ13,23,33Д01.

   12). Отвод остаточных тепловыделений до создания стояночной концентрации Н3ВО3 в 1 контуре осуществлять дистанционно БРУ-А TX50,60,70,80S05 предварительно сняв запрет на их открытие по снижению давления в паропроводе менее 73 кгс/см2 и закрытие по снижению давления в паропроводе менее 68 кгс/см2.

   13) После увеличения концентрации борной кислоты в 1 контуре до стояночной согласно АНФХ, убеждения в гарантированной подаче питательной воды в ПГ1-4, снять запрет на отключение ГЦН1,4 (УД10,40Д01) по посадке БЗОК TX50,80S06. Включить в работу два ГЦН1,4 (УД10,40Д01) согласно их инструкции по эксплуатации. Приступить к расхолаживанию 1 контура со скоростью 30оС/час через БРУ-А в соответствии с  "Инструкцией по эксплуатации РУ".

2. Разрыв трубопровода 2-го контура без отсечения одного ПГ от места разрыва

   Рассматривается авария, связанная с резким увеличением расхода пара от ПГ в результате разрыва главных паропроводов 2 контура при работе блока на любом уровне мощности. При этом предполагается, что один из парогенераторов не отсекается от места разрыва.

   Данная ситуация возможна при расположении места разрыва на паропроводе одного ПГ до отсечных клапанов TX50S06, TX60S06, TX70S06, TX80S06 (далее по тексту ПГ петли, на которой поврежден паропровод именуется "поврежденный") или при разрыве ГПК и незакрытии любого БЗОК.

   Расположение разрыва внутри герметичной оболочки приводит к увеличению давления в ней до 2,3-2,5 ата, закрытию локализующей арматуры и работе спринклерной системы. Поэтому рассматривается два варианта аварии (разрыв внутри и вне ГО). Резкое расхолаживание реакторной установки может привести в конце кампании активной зоны ( при значительном отрицательном температурном коэффициенте реактивности) к увеличению мощности реактора. Кроме того возможно нарушение циркуляции теплоносителя в 1 контуре, вызванное опорожнением КД.

   Однако, предусмотренные защиты для режимов с разрывом паропровода в неотсекаемой части (срабатывание АЗ, отключение подачи основной и аварийной питательной воды в аварийный ПГ) обеспечивают непревышение проектного предела безопасной эксплуатации повреждения ТВЭЛ.

   Для послеаварийного расхолаживания РУ необходимо ввести в первый контур не менее 35м3 раствора борной  кислоты концентрацией 40 г/кг. Расхолаживание 1 контура ввести путем сброса пара из ПГ с таким расчетом, чтобы обеспечивалась подкритичность реактора не менее 1%, а расхолаживание КД должно производиться с таким расчетом, чтобы запас до вскипания теплоносителя 1 контура обеспечивался в пределах 20-55оС.

   Ввод бора в 1 контур может осуществляться подпиточными насосами (при разрыве вне Г.О.), насосами TQ14,24,34D01, TQ13,23,33D01 (при разрыве в Г.О.). Расхолаживание КД может производиться от ТК21(22,23)D01,02 или путем сброса пара из КД в ББ через УР24S01,02 или УR61,62,63S01, УR51,52,53S01 соответственно.

   Персонал обязан проконтролировать срабатывание АЗ, с максимальной быстротой определить "поврежденный" парогенератор и проконтролировать отключение (отключить) ГЦН соответствующей петли и закрытие (перекрыть) подачу нормальной и аварийной питательной воды на него, а также обеспечить ввод борной кислоты в 1 контур до создания концентрации НзВОз в 1 конуре 16г/кг для надежного перевода реактора в подкритичное состояние.

   Если до аварии реактор находился на МКУ, то расхолаживание до температуры критичности реактора происходит быстрее, чем при работе реактора на номинальной мощности. Значение температуры в аварийном секторе активной зоны может составлять к 200 сек 140оС, если реактор находился до аварии на МКУ, и 160оС при работе реактора до аварии на номинальной мощности.

   Поэтому для обеспечения достаточной компенсирующей способности органов СУЗ реактор должен выводится на МКУ в строгом  соответствии с

технологическим регламентом, т.е. только путем снижения концентрации борной кислоты в 1 контуре с взведенными органами СУЗ.

   Основные признаки аварии.

   1) Срабатывание АЗ 1,2 комплектов и запуск каналов систем безопасности по фактору разрыва 2 контура:

   "Увеличение разности температур насыщения 1,2 контуров более 75оС, снижение давления в паропроводе менее 50кгс/см2 и температура 1 контура более 200оС".

   2) Отключение одного ГЦН УД10(20,30,40)Д01 по факту работы защиты УВF04 (перепад на обратном клапане ТХ50(60,70,80)S07 менее -2кгс/см2 и давление в паропроводе менее 52кгс/см2).

   3) Непрекращающееся быстрое снижение давления в одном из парогенераторов УВ10(20,30,40)W01.

    Дополнительные признаки.

   1) Повышение параметров под оболочкой. Срабатывание защиты по превышению Рг.о.>0,3 кгс/см2.

   2) Посадка БЗОК на поврежденном паропроводе ТХ50(60,70,80)S06.

   3) Закрытие арматуры питательной воды (основной и аварийной) на ПГ аварийной нитки.

   4) Снижение температуры "холодной" нитки одной из петель (поврежденной) значительно ниже, чем в трех остальных.

Процессы, происходящие в установке.

   1) В  результате разрыва паропровода ПГ1(2,3,4) на неотсекаемом участке внутри гермооболочки находится резкое снижение давления пара в ПГ1(2-4) и в ГПК.

   2) Мощность реактора возрастает за счет отрицательного температурного коэффициента реактивности и за счет отработки АРМ в режиме "Т" на "больше".

   3) Сработка АЗ реактора по одному из факторов:

   "Увеличение разности температуры насыщения 1 и 2 контуров более 75ОС, снижение давления в парогенераторе менее 50 кгс/см2";

   "Повышение давления в гермооболочке более 0,3кгс/см2".

   "Снижение периода разгона реактора менее 10 сек".

   4) Показания уровнемеров в поврежденном ПГ1(2-4) с метровой базой (L19,09) возрастают за счет вскипания объёма воды, а по уровнемерам с 4-метровой базой (L14,24,L11) - уменьшаются за счет увеличения расхода пара от ПГ1(2-4).

   5) В течении первых (3-5)сек с момента начала аварии срабатывают блокировки УВF04,F15 поврежденного паропровода (перепад давления на обратном клапане ТХ50(60,70,80)S07 меньше (-2,0)кгс/см2 и  давление в паропроводе меньше 52кгс/см2). Это вызывает следующие действия:

   а) Отключается ГЦН1(2-4), соответствующей поврежденному паропроводу петли, срабатывает табло "Защита УД10(20,30,40)Д01";

   б) Закрывается с запретом открытия арматура основной и аварийной питательной воды на ПГ1(2-4) поврежденной петли: RL71(72,73,74)S01,02,03,04, TX11(12,13,14)S05, TX21(22)S02, TX31(32)S02.

   6) В течение первых (5-8)сек с момента начала отказа срабатывает защита по разрыву паропровода:

   "Разность температур насыщения 1 и 2 контуров больше 75ОС и давление в паропроводе меньше 50кгс/см2 и температура 1 контура больше 200ОС".

   В результате работы защиты производится:

   - Открывается  TX50(60,70,80)S09,10,11,13,14,15 и в пределах (4-10) сек происходит посадка БЗОК поврежденного паропровода;

   - Производится запуск каналов СБ АСП. Срабатывают табло сигнализации II,III ступени СП, включаются следующие механизмы:

   TQ11,21,31D01

   TX10,20,30D01

   TQ12,22,32D01,TL13D01,D02,D03,

   TQ13,23,33D01

   - Накладывается запрет дистанционного отключения этих механизмов, а также запрет на отключение QF11,21,31D01,02, TL10D01,02,03;

   - Закрывается с запретом дистанционного открытия арматура:

TQ13,23,33S09, TQ12,22,32S02,03,05;

   - Открывается с запретом дистанционного закрытия арматура:

   TQ13,23,33S07,26, TQ12,22,32S04,06, TQ12S07, TQ22,32S10,S22

   TX10,20,30S04,05, TX12,13S01, TX22S03, TX31S03;

   - Накладывается запрет закрытия: TQ10,20,30S01;

   - Через 10 сек после включения TQ13,23,33D01 открывается задвижка рециркуляции TQ13,23,33S05,06.

   7) При понижении давления в ГПК до 52 кгс/см2 происходит закрытие СКТГ защитой.

   Примечание: Возможно уменьшение давления в ГПК и не поврежденных парогенераторов до срабатывания разрывной защиты по этим паропроводам и посадка их БЗОК.

   8) Из-за разрыва паропровода одного из ПГ1(2-4), срабатывания АЗ, уменьшения давления в ГПК температура теплоносителя 1 контура и  уровень в КД резко снижаются. Они начнут восстанавливаться после выпаривания воды из аврийного ПГ. В дальнейшем параметры 1 контура будут поддерживаться работой БРУ-А. После срабатывания аварийной защиты реактор остается в подкритичном состоянии.

   9) С момента начала аварии наблюдается рост давления в гермообьеме из-за течи пара из поврежденного ПГ1(2-4).

   При этом:

   а) При увеличении Рго> 0,003кгс/см2 срабатывает табло сигнализации:

           "Рго больше 0,003".

   Отключается TL22D01(02,03) и закрываются локализующие гермоклапаны с запретом открытия:

   TL25S06  TL22S09  TL42S03  TL45S06

   TL02S05  TL02S06  TL02S11  TL02S12

   XQ99S01  XQ10S01

   TL25S05  TL22S08  TL42S02  TL45S05

   TL22S07  TL43 S08  TL02S03  TL02S04

   TL02S13  TL02 S14  XQ99S03  XQ10S03

   б) При увеличении давления в Г.О. более 0,3кгс/см2 производится:

   - Закрытие локализующей арматуры в полном объёме;

   - Отключение оставшихся в работе ГЦН с выдержкой времени 15 сек по факту понижения давления масла в камере ГЦН 0,6 кгс/см2;

   - Открываются TQ11,21,31S03,10 (после включения насосов TQ11,21,31D01) и TQ11,21,31S11,S12. Накладывается запрет на их закрытие. Борный раствор из ГА-201 и метаборат калия начинает  поступать в Г.О., уменьшаются уровни в баках TQ11,21,31B01, TQ10B01.

   Через 1 минуту после начала аварии давление под Г.О. возрастает до 1,5 кгс/см2, а затем вследствие работы ТQ11,21,31D01 на Г.О. и полного выпаривания поврежденного ПГ давление в Г.О. снижается со скоростью 0,05 кгс/см2/мин.

   Арматура TQ11,21,31S03,S10 закроется после уменьшения давления в Г.О. ниже 0,8 кгс/см2.

   После закрытия  пневмоарматуры для обеспечения эффективной работы ТQ13,23,33D01 на I контур, оператор должен снизить давление I контура до 90-100  кгс/см2  с  помощью  открытия  ПК  КД или аварийных сдувок YR61(62,63)S01, YR01(02,03)S01, YR51(52,53)S01.

   Время с начала аварии, необходимое для создания стояночной концентрации бора в I контуре согласно Приложения 3 (35м3 борного раствора с Сн3во3=40 г/кг), и для заполнения КД до уровня 12000 мм насосами ТQ13,23,33D01 составляет 10-15 мин.

   10) Параметры 1 контура стабилизируются после полного выпаривания поврежденного ПГ. В неповрежденных ПГ будут поддерживаться давления 68-70 кгс/см2 автоматической работой БРУ-А.

   Действия персонала.

   1) Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ РУ и выполнить операции после АЗ.

   2) Проконтролировать отключение ГЦН1(2-4) поврежденной петли и закрытие с запретом открытия арматуры основной и аварийной питательной воды на поврежденный ПГ1(2-4).

   3) Проконтролировать посадку БЗОК TX50(60,70,80)S06 на "поврежденном паропроводе. При его непосадке при открытых TX50(60,70,80)S09-S15, предпринять попытку посадки БЗОК ТХ50(60,70,80)S06 от КУ.

   4) Проконтролировать запуск каналов СБ  автоматикой  ступенчатого пуска. Проконтролировать работу механизмов каналов СБ. Включить в работу на 1 контур насосы TQ14,24,34D01, закрыть TQ14,24,34S03,04.

   ПРИМЕЧАНИЕ: При неотключении ГЦН1(2-4) "поврежденной" петли по факту повышения перепада давления на обратном клапане TX50(60,70.80)S07 паропровода более 2кгс/см2 и давление в паропроводе менее 52кгс/см2 или по снижению давления в поврежденном парогенераторе менее 45кгс/см2 с подтверждением сигналами разности температур насыщения 1 и 2 контуров более 75оС и температуры 1 контура более 200оС, через 10 сек проконтролировать отключение выключателей 6кВ рабочего и резервного питания соответствующей секции ВА(ВВ,ВС,ВД). По факту обесточивания секции BV(BW,BX) (соответственно при неотключении ГЦН 1, 4, 3) проконтролировать запуск ДГ GV01(GW01,GX01) и сработку АСП по обесточению секции надежного питания.

   5) Проконтролировать рост давления в Г.О., закрытие локализующей арматуры, открытие арматуры TQ11,21,31S03,S10 (насосы TQ11,21,31D01 уже включены) и открытие TQ11,21,31S11,S12. Спринклерный раствор поступает в Г.О. Проконтролировать уменьшение уровней в баках TQ11,21,31B01, TQ10B01.

ПРИМЕЧАНИЕ:

   Следует учитывать, что при росте давления в ГО, сопряженном с запуском АСП по фактору обесточивания секции 6 кВ надежного питания II категории, подача воды в ГО от спринклерной системы произойдет при давлении в ГО 1,2 кгс/см2. Если же запуск АСП не связан с обесточиванием секции 6 кВ надежного питания, то подача воды в ГО произойдет при достижении давления в ГО 1,3 кгс/см2.

   6) Проконтролировать отключение всех ГЦН 1-4 закрыть сливы запирающий воды ТК51-54S03,04,05.

   7) Открыть аварийные газовые сдувки: из-под крышки реактора УR01,02,03S01, на коллекторах ПГ УR11-14S01, УR12-42S01, из КД УR51,52,53S01. Давление в первом контуре поддерживать не более 90 кгс/см2 посредством открытия УR60S01,02 или УР24S01,02 или УR61,62,63S01. При этом контролировать поступление борного раствора в 1 контур от TQ13,23,33D01 по уменьшению уровня в баках TQ13,23.33B01.

   8) Для исключения формирования сигналов повышения перепада давления на обратных клапанах неповрежденных паропроводов после отключения ГЦН1-4 и закрытия по этой причине арматуры на подаче питательной воды на ПГ1-4, не допускать превышения давления в ГПК над давлением в не поврежденных ПГ открытием арматуры на трубопроводе дренажей до ГПЗ RT10S01,02.

   9) Проконтролировать наличие естественной циркуляции теплоносителя I контура.

  10) Разобрать электросхемы ГЦН1-4, приводов ОР СУЗ, TL03D01,02,03, TL04D01,02,03, TL02D01,02, TL01D01-06, TL05D01,02,03. Перевести на рециркуляцию ТК21(22,23)D01,02, отключить работающий ТG11(12,13)D01.

  11) После полного выпаривания поврежденного ПГ и снижения давления в ГО менее 0,8 ата проконтролировать:

   а) закрытие арматуры на трубопроводах подачи раствора бора в ГО - TQ11,21,31S03,S10.

   б) открытие рециркуляции спринклерных насосов TQ11,21,31,S02,S09.

   в) снятие запретов на открытие локализующей пневмоарматуры (произойдет при понижении давления в ГО менее 0,2 кгс/см2).

   12) Ввести локализующую пневмоарматуру по системам:

   UT, TK, TV, TF, TG, VB, VF, TP, TУ. Ввести в работу системы подпитки-продувки, организованных проточек 1 контура, промконтура, технической воды, охлаждения бассейна выдержки согласно инструкций по эксплуатации указанных систем.

   ВНИМАНИЕ! Систему подпитки 1 контура вводить в работу на 1 контур с включенным на всас подпиточных  насосов  TK21(22,23)D01,02 насосами борного концентрата ТВ10Д02(03,04).

   Продувку 1 контура вводить в работу после ввода в работу подпитки 1 контура и подачи уплотняющей воды на уплотнения ГЦН1-4.

   13) Увеличить расход подпитки-продувки 1 контура до 50-60м3/час для скорейшего достижения стояночной концентрации борной кислоты в 1 контуре. Контроль за концентрацией борной кислоты в 1 контуре вести по штатным приборам, а также ручным анализов с интервалом 1 раз в 30 минут.

   14) Давление в 1 контуре поддерживать сдувками из КД. Восстановление уровня в КД осуществлять изменением расхода подпитки-продувки 1 контура.

   15) После увеличения уровня в КД более 8000 мм, когда в работе система подпитки-продувки I контура, отключить насосы TQ14,24,34D01, работу насосов TQ13,23,33D01 перевести на рециркуляцию.

   16) После достижения в 1 контуре концентрации борной кислоты более стояночной согласно АНФХ приступить к расхолаживанию 1 контура в режиме естественной циркуляции со скорость 15оC/час через БРУ-К, или БРУ-А неповрежденных ПГ, или через технологический конденсатор RR20W01 (БРУ-СН). Для расхолаживания КД подпитку 1 контура перевести на КД через TK40S09,  УР13S02,03 (предварительно вывести запрет на открытие УR13S02). При этом закрыть ТК40S06,07, а также закрыть УR61,62,63S01, УR60S01,02, УР24S01,02.

   17) Ввести в работу вентиляторы TL03D01(02,03), TL01D01,02(03,04,05,06), TL05D01(02,03), предварительно проверив отсутствие повреждения их электродвигателей после работы спринклерной системы, произвести подачу технической воды на вентиляторы и их теплообменники.

   18) Ввести в работу один канал охлаждения БВ, включить в работу один из насосов TG11(12,13)D01 согласно инструкции по эксплуатации бассейна выдержки.

   19) Концентрацию борной кислоты в 1 контуре довести до 16г/кг.

   20) После снижения давления в 1 контуре до 24-26кгс/см2 снять запрет на отключение механизмов каналов СБ имитацией сигнала "ТI контура<70оС". Отключить TQ13,23,33D01, TQ11,21,31D01, TX10,20,30D01. Отключить один из TQ12(22,32)D01, два других TQ22,32(12)D01 перевести на рециркуляцию.

   21) После достижения в 1 контуре температуры 110-120оС перейти на схему планового расхолаживания 1 контура одним из насосов TQ22(32,12) D01, работавшим до этого на рециркуляцию.

   22) Уведомить руководство АЭС о происшедшем.

   23) Ликвидация последствий аварии производится по специально разработанной программе.

3. Разрыв трубопровода питательной воды

Возможны два варианта аварии, отличающихся как характером протекания, так и конечным состоянием.

   Вариант 1. Предполагается мгновенный разрыв трубопровода питательной воды по всему сечению между ПГ и обратным клапаном ТХ41(42,43,44)S04.

   Вариант 2. Предполагается разрыв трубопровода питательной воды до обратного клапана ТХ41(42,43,44)S04.

Рассмотрим вариант 2 Разрыв трубопровода питательной воды до обратного клапана TX41(42,43,44)S04.

Рассматривается разрыв  трубопровода питательной воды между арматурой ТХ41(42,43,44)S01,02.

   ПРИМЕЧАНИЕ: Рассматриваемый режим отличается от режима разрыва коллектора питательной воды сразу же после ПВД отсечением по питательной воде только одного ПГ, тогда как при разрыве коллектора прекращение подачи питательной воды происходит во все ПГ1-4. Разрыв труопровода питательной воды до TX41(42,43,44)S04 может произойти и в Г.О., тогда дополнительно накладывается эффект повышения параметров под оболочкой (давления и температуры).

   Признаки аварии.

   1) Увеличивается расход питательной воды на ПГ1(2-4), более 2000 м3/ч - RL71(72-74)F01.

   2) Снижается уровень в ПГ1(2-4), срабатывает табло сигнализации:

"Уровень в ПГ УВ10(20,30,40)W01", УВС.

   3) Отключается ГЦН1(2-4) на аварийной петле.

   4) Отключаются оба ТПН-1,2.

   5) Отключаются оставшиеся в работе ГЦН2(3,4,1).

   6) Срабатывает АЗ РУ по факту отключения одного ГЦН из 2-х работающих при N>5%Nн.

   7) Посадка СРК турбины по факту отключения двух ТПН.

Процессы, происходящие в установке.

   1) Из-за разрыва трубопровода питательной воды на участке между ТХ41(42,43,44)S01,02 снаружи гермооболочки уровень в ПГ1(2-4) начинает резко снижаться, со скоростью  15-30 см/сек.

   2) Расход питательной воды на ПГ1(2-4) резко возрастает свыше 2000м3/час (верхний предел измерения).

   3) Происходит отключение ТПН-1,2 по фактору снижения давления на

напоре менее 36кгс/см2

   4) По факту отключения двух ТПН-1,2 происходит посадка СКТГ.

   5) По снижению уровня в ПГ1(2-4) до Lном -100мм (L19,L11)  включаются ВПЭНы RL51,52Д01 и закрывается арматура периодической продувки ПГ RУ21,22,23,24,S01,02. ВПЭН отключаются после включения из-за снижения давления на напоре менее 70кгс/см2.

   6) При уменьшении давления в трубопроводе питательной воды менее давления в  ПГ1(2-4) закрываются обратные клапаны в гермооболочке ТХ41(42,43,44)S03,04 и парогенератор отсекается от места разрыва по питательной воде.

   7) По фактору уменьшения уровня в аварийном ПГ1(2-4), а затем и в остальных ПГ(2,3,4,1) до Lном -500мм отключаются ГЦН1-4.

   8) По фактору снижения уровня в аварийном ПГ1(2-4) до уровня Lном-650мм за время менее 50 сек после отключения ГЦН1(2-4) или по факту отключения 1-го из 2-х работающих ГЦН при N>5%Nном, срабатывает АЗ реактора.

   9) Срабатывают табло сигнализации:

   "Срабатывание АЗ"

   "Снижение Lпг до Lном -650мм" или

   "Отключение одного ГЦН из 2-х работающих при N>5%Nн"

   "Неисправность АЗ"

   "АЗ шунтировано"

   "Сработало ПШС"

   "Неисправность СУ и ПЗ"

   "Срабатывание ПЗ-II, ПЗ-I, РОМ"

   "Шунт 75%"

   "Падение ОР"

   "Уровень в УВ10(20,30,40L14)W01"

   10) Уровень котловой воды во всех парогенераторах снижается до 1350мм (УВ10,20,30,40L14), при котором включаются АПЭНы ТХ10,20,30Д01. Управляя клапанами дистанционно (ТХ11-14S05, TX21,22, S02, ТХ31,32S02), оператор восстанавливает уровень в ПГ1-4 до номинального.

   ВНИМАНИЕ!

   а) Температура теплоносителя I контура начинает интенсивно расти при снижении уровня менее 1500 мм;

   б) Если оператор не восстановит уровни в ПГ1-4 дистанционным управлением клапанами ТХ11-14S05, ТХ21,22S02, ТХ31,32S02, то будет потеряна функция охлаждения теплоносителя I контура через второй, а в дальнейшем потеря теплоносителя I контура и утрата функции охлаждения активной зоны. Как следствие всего этого происходит серьезное повреждение активной зоны. Запас времени с начала аварии до серьезного повреждения активной зоны в этом случае составляет 3 часа. Развитие аварии аналогично протеканию аварии с обесточиванием собственных нужд блока и отказом в запуске всех трех ДГ;

   в) При восстановлении уровней в ПГ1-4 следует контролировать температуру I контура, не допуская снижения ТIк. менее 2600С до создания стояночной СНзВОз согласно АНФХ.

   ПРИМЕЧАНИЕ: При разрыве трубопровода питательной воды до ТХ41(42,43,44)S03 в Г.О. дополнительно будет происходить:

   а) Наблюдается рост давления в гермобъёме. При увеличении давления более 0,003кгс/см2 срабатывает табло сигнализации:

   "Рг.о. больше 0,003кгс/см2". Отключается TL22Д01(02,03)

и закрываются  локализующие гермоклапана с запретом открытия:

   TL25S06      TL22S09      TL42S03      TL45S06     TL02S05 - НУ19

   TL02S06      TL02S11      TL02S12      XQ99S01     XQ10S01 - НУ19

   TL25S45      TL22S08      TL42S02      TL45S05 - НУ21

   TL02S07      TL42S01      TL02S03      TL02S04 - НУ23

   TL02S13      TL02S14      XQ99S03      XQ10S03 - НУ23

   б) В случае увеличения давления в Г.О. до 0,3кгс/см2 происходит локализация гермообъёма и запуск каналов безопасности в соответствии с первой программой без обесточивания. Открываются TQ11,21,31S03,S10 на напоре спринклерных  насосов и TQ11,21,31S11,12 на линиях подачи метобората калия после включения насосов TQ11,21,31Д01. Накладывается запрет на их закрытие и отключение насосов.

   Действие персонала.

   Операторы должны выполнять:

   1) Проконтролировать, продублировать действие АЗ РУ. Выполнить обязательные действия после срабатывания АЗ РУ.

   2) Проконтролировать отключение ТПН-1,2, ГЦН-1,2,3,4, посадку СРК ТГ, выполнение автоматических действий при посадке СРК ТГ.

   3) Закрыть ТХ41,42,43,44S01,02 для локализации течи. Проконтролировать отсутствие тенденции аварийного падения давления во всех ПГ1,2,3,4. Поддерживать давление в ГПК в пределах 56-64 кгс/см2, посредством открытия БРУ-К, RТ10S02,01, БРУ-СН.

   4) Проконтролировать уровни во всех ПГ1-4, температуру теплоносителя I контура. Включить в работу АПЭНы ТХ10,20,30D01 и проконтролировать их параметры.

   5) Управляя дистанционно клапанами ТХ11,12,13,14S05, ТХ21,22S02, ТХ31,32S02 начать восстановление уровней во всех ПГ1-4 до номинального значения. При восстановлении уровней в ПГ1-4 температура I контура не должна снижаться ниже 2600С.

   6) Проконтролировать надежную локализацию места разрыва. Разобрать электросхемы арматуры, граничащей с местом разрыва.

   7) Проконтролировать наличие естественной циркуляции теплоносителя I контура.

   8) Открыть аварийные сдувки:

      - из-под крышки реактора, YR01(02,03)S01

      - из коллекторов ПГ, YR11(21,31,41)S01, YR12(23,32,42)S01

      - из КД, YR51(52,53)S01.

   9) Контролировать поступление борного раствора на всас работающего подпиточного насоса ТК21(22,23)D01,02 по снижению уровня в ТВ10В01(02) и изменению уровня в ТК10В01. Дать команду ДЛХЦ брать анализы теплоносителя I контура на СнзВОз каждые 30 мин.

  10) После восстановления уровней в ПГ1-4 до номинальных подготовить к включению ГЦН-1,4 поочередно. Проконтролировать их работу и параметры I контура.

  11) После достижения стояночной концентрации борной кислоты в теплоносителе I контура приступить к расхолаживанию РУ сбросом пара через БРУ-К (БРУ-А) со скоростью 300С/час согласно "ИЭ реакторной установки".

4. Нерегулируемый расход пара от парогенератора

   Рассматривается нерегулируемый отбор пара от парогенераторов, обусловленный его истечением через неплотности паропроводов или через незакрытые ПК ПГ, БРУ-А, БРУ-К или БРУ-СН.

   Для наиболее полной характеристики всех возможных ситуаций, связанных с нерегулируемым расходом пара от парогенераторов, рассмотриваются три наиболее характерных варианта:

   1)Вариант 1. Открытие одного БРУ-А (ПК  ПГ) из-за формирования сигнала на его открытие с последующим его не закрытием.

   2)Вариант 2. Открытие одного БРУ-К из-за формирования сигнала на его открытие с последующими его не закрытием.

   3)Вариант 3. Течь из патрубка аварийной питательной воды  одного ПГ1(2-4) в результате разрыва трубопровода аварийной питательной воды ПГ1(2-4) между обратным клапаном ТХ11(12-14)S06 и сужающим устройством ТХ11(12-13)Н01.

Рассмотрим вариант 2. Открытие одного БРУ-К из-за формирования сигнала на его открытие с последующими его не закрытием.

  Основные признаки нарушения.

   1) Индикация открытого положения (или отсутствие индикации) одного или нескольких БРУ-К по УП.

   2) Срабатывание табло сигнализации:

      "БРУ-К положение на открытие".

   ПРИМЕЧАНИЕ: При выбивании схемы БРУ-К RC11,12S01,02 по УП RC11,12S01,02 фиксируется закрытое состояние (0%  по УП), но при этом срабатывает транспарант на ФГ "БРУ-К" панели АСУТ:

   "Нет питания БРУ-К",

   а также срабатывает табло сигнализации:

   "Вызов на сборки LМ".

   3) Характерный шум работающего БРУ-К в машзале в районе постоянного торца.

   Дополнительные признаки.

   1) Переход ЭГСР в режим "РД-1" ("РД-2"). Разгрузка турбины до мощности, когда соблюдается равенство паропроизводительности ПГ1-4 и расхода пара на БРУ-К и ТГ;

   2) Возможна посадка СРК защитой по снижению давления в ГПК менее 52 кгс/см2.

Процессы, происходящие в установке, и действия персонала.

1) Степень открытия (или незакрытия) БРУ-К может быть любой, поэтому указанная ситуация характеризует любые нарушения с нерегулируемым отбором пара от всех парогенераторов (от ГПК) с расходом от 0 т/час до полной производительности БРУ-К RC11,12S01,02 1100т/час, произошедшее в пределах ГПК.

2) Количество одновременно открывшихся БРУ-К RC11,12S01,02 не меняют сути рассматриваемого процесса, а изменяют количество нерегулируемого отбора пара от парогенераторов.

3) За исходное состояние принята работа реакторной установки на любом уровне мощности. Развитие переходного процесса и действия персонала зависят от соотношения паропроизводительности всех ПГ (мощности РУ) и расхода пара через "поврежденные" БРУ-К RC11(12)S01,02.

4) Если паропроизводительность всех ПГ1-4 меньше расхода пара через "поврежденные" БРУ-К RC11(12)S01,02 после их открытия или в неп лотность ГПК, то:

   а) Снижается давление в ГПК и ПГ1-4 до закрытия СРК ТГ и до сработки защиты по разрыву 2 контура (dts(1-2)к>75оС, Р2к<50кгс/см2, t1k <200оС) по всем паропроводам. Закрываются все БЗОКи ТХ50,60,70,80S06, запускаются механизмы каналов СБ, срабатывает АЗ РУ. После увеличения давления в ПГ более 64 кгс/см2 по факту посадки БЗОК  отключаются ГЦНN1-4. Данная авария и действия персонала при этом приведены в разделе Разрыв главного парового коллектора.

   5) Если паропроизводительность всех ПГ1-4 больше расхода пара через "поврежденные" БРУ-К RC11(12)S01,02 после их открытия или в неплотность ГПК, то:

   а) В результате открытия БРУ-К  RC11(12)S01,02 (время открытия 15-18сек) и снижения давления в ГПК АРМ увеличивает мощность РУ до 102% Nн и переходит в режим "Н", ЭГСР переключается в "РД-1" ("РД-2") и разгружает турбогенератор на величину, соответствующую расходу пара через БРУ-К;

   б) Персонал обязан проконтролировать параметры блока на новом уровне мощности, выяснить и устранить причины открытия БРУ-К RC11,12S01,02 и закрыть их. Доложить НС АЭС. По распоряжению НС АЭС восстановить мощность блока;

   в) Если течь пара происходит из-за неплотности ГПК, то персонал обязан проконтролировать уровень в SD11,12,13 и увеличить подпитку конденсатора турбины до максимально возможной величины через UА11,12S01,02 и включить UА20Д01. Если уровень в SD11,12,13 и RL21,22В01 не падает, то продолжить эксплуатацию блока на сниженном уровне мощности. Через НС АЭС контролировать уровень ХОВ в баках запаса конденсата, осмотреть неплотность ГПК. Доложить НС АЭС и в дальнейшем действовать по его распоряжениям. Если уровень в SD11,12,13 продолжает падать, несмотря на все принятые меры, то при уровне в SD11,12,13 менее 50см остановить работу РУ сбросом АЗ РУ, закрыть СРК ТГ, закрыть все БЗОК ТХ50,60,70,80S06, проконтролировать отключение всех ГЦН УД10,20,30,40Д01 и переход на естественную циркуляцию. Выполнить действия, описанные в разделе Разрыв главного парового коллектора.

Открытие одного БРУ-А(ПК ПГ) из-за формирования сигнала на его открытие с последующим его незакрытием.

Указанная ситуация может реализоваться:

1) На заключительных стадиях отказов, связанных со сбросом нагрузки турбины, увеличением давления во 2 контуре до уставок срабатывания БРУ-А ТХ50(60,70,80)S05 (ПК ПГ ТХ50(60,70,80)S03,04) с дальнейшим незакрытием их по причине повреждения импульсного клапана (для ПК ПГ) или основного (БРУ-А, ПК ПГ) клапана или попадания посторонних предметов под седла клапанов или отказов блокировок на их закрытие или неисправностях в цепях управления клапанами после их срабатывания. Указанная ситуация наиболее неблагоприятно протекает после срабатывания АЗ и приводит к наиболее резкому и сильному расхолаживанию 1 контура;

2) По причине формирования ложного сигнала на открытие БРУ-А (ПК ПГ) от регулятора давления в ПГ (блокировки на открытие) с одновременным отказом блокировки на закрытие по давлению в ПГ менее 68кгс/см2 (70кгс/см2).

Степень открытия (или незакрытия) БРУ-А (ПК ПГ) может быть любой, поэтому указанная ситуация характеризует любые нарушения с нерегулируемым отбором пара от одного парогенератора с расходом от 0т/час до полной производительности БРУ-А (ПК ПГ) - 900т/час, произошедшие на участке паропровода от ПГ до БЗОК ТХ50(60,70,80)S06 вне Г.О.

Рассмотрено незакрытие только одного БРУ-А или ПК ПГ. Нарушения, связанные с одновременным открытием двух и более БРУ-А (ПК ПГ разных парогенераторов) в данном разделе не рассматриваются.

Основные признаки нарушения:

1) Индикация открытого положения (или отсутствие индикации) ПК ПГ ТХ50(60,70,80)S03,04 или БРУ-А;

2) Срабатывание табло сигнализации:

- "Открытие БРУ-А ТХ50(60,70,80)S05" или

- "Открытие ПК ПГ ТХ50(60,70,80)S03,04".

ПРИМЕЧАНИЕ: При попадании постороннего предмета под седло клапана ПК ПГ на мнемосхеме БЩУ может фиксироваться закрытое состояние ПК ПГ. При выбивании схемы БРУ-А по УП ТХ50(60,70,80)S05 на п.НУ-54 фиксируется закрытое состояние (0%), но при этом срабатывает табло сигнализации:

"Вызов на сборки РТ30 в пом. АЭ607/1(2,3)";

3) Увеличение давления в выхлопном трубопроводе БРУ-А (ПК ПГ) -УВС

4) Характерный шум работающего БРУ-А(ПК ПГ) в пом.А-820, а при неплотности паропроводов - шум истечения пара в пом. А-820 и из него в МЗ.

Дополнительные признаки.

1) Увеличенный по сравнению с другими расход питательной воды на "поврежденный " ПГ, RL71(72,73,74)F01 - НУ14а.Положение регулирующих клапанов подачи питательной воды RL71(72,73,74)S02(04) на поврежденный ПГ отклонено в сторону "больше" по сравнению с положением клапанов на других петлях.

2) Снижение уровня в конденсаторе и деаэраторе турбины - при работе РУ на мощности и открытых СРК турбины - SD11,12,13L01,L02, НУ28, RL21,22L01.

3) Полное автоматическое открытие клапанов на подаче ХОВ в конденсатор ТГ, ИА11,12S02. Открытие РУД RМ50S01.

Развитие переходного процесса.

1) За исходное состояние принята работа реакторной установки на любом уровне мощности.

2) Развитие переходного процесса зависит от начальных условий работы реакторной установки, а точнее, от соотношения паропроизводительности "поврежденного" парогенератора (от начальной мощности РУ) и расхода пара через БРУ-А (ПК ПГ).

3) Если паропроизводительность парогенератора ПГ1(2-4) меньше расхода пара через "поврежденный" БРУ-А ТХ50(60,70,80)S05 (ПК ПГ ТХ50 (60,70,80)S03,04), то:

После открытия БРУ-А (ПК ПГ) (образования течи) падает давление в поврежденном ПГ, срабатывают защиты: УВF04,F15, разрывная защита 2 контура и процесс развивается полностью аналогично п.20.3.2. В этом случае действия персонала аналогичны п.20.3.3.

4) Если паропроизводительность парогенератора ПГ1(2-4) больше расхода пара через "поврежденный" БРУ-А ТХ50(60,70,80)S05 (ПК ПГ ТХ50(60,70,80)S03,04),то:

а) В результате образовавшегося отбора пара от ПГ1(2-4) (открытие БРУ-А ТХ50(60,70,80)S05 или ПК ПГ ТХ50(60,70,80)S03,04) снижается давление в ПГ1(2-4) и в ГПК;

б) АРМ воздействуя на ОР СУЗ приводит к увеличению Nру=102%, после чего АРМ переходит в режим "Н", ЭГСР переключается в "РД-1" ("РД-2") и разгрузит турбогенератор на величину, соответствующего расходу пара через поврежденный паропровод;

в) Наблюдается снижение уровня в конденсаторах турбины SD11,12,13L01,L02.Открывается UА11,12,S01,02 - НУ30;

г) Если величина течи больше, чем подпитка конденсаторов, то снижение уровня в SD11,12,13 приведет к срыву конденсатных насосов RM11, 12,13Д01, RM41,42,43Д01, снижению уровня в Д-7 RL21,22В01 и к отключению обоих ТПН-1,2. Разгрузка РУ возможна только до того момента, пока паропроизводительность поврежденного ПГ1(2-4) больше расхода через течь. После того, как паропроизводительность ПГ1(2-4) станет аварийная защита РЦ меньше расхода в течь, сработают защиты:YBF04,F15, разрывная защита 2 контура и процесс будет развиваться так же, как в п. 20.3.2;

ПРИМЕЧАНИЕ: Пока уровень в Д-7ата будет больше 190 см (RL21,22L01), по факту снижения уровня в конденсаторе менее 100 см РУД будет переходить в режим поддержания уровня в конденсаторе ТГ SD11,12,13. Как только уровень в Д-7ата снизится менее 190 см РУД перейдет на поддержания уровня в Д-7ата. При этом уровень в конденсаторе снижается до срыва КЭН I ст.

д) Если величина течи меньше, чем подпитка конденсаторов (150-170т/час), то параметры реакторной установки восстановятся на новом уровне мощности. Действия персонала должны быть направлены на скорейшее закрытие открытого БРУ-А (ИПУ ПГ).

Действия персонала.

1) Действия персонала в случае, когда паропроизводительность ПГ1(2-4) меньше расхода в течь через "поврежденный" БРУ-А ТХ50(60,70,80)S05 (ПК ПГ ТХ50(60,70,80)S03,04), что соответствует развитию процесса по п.21.1.4.3., после сработки защит по разрыву 2 контура аналогичны п.20.3.3.

2) Если защиты не сработали и процесс развивается согласно п.21.1.4, то выполнить:

а) Попытаться закрыть поврежденный БРУ-А (ПК ПГ) от КУ или по месту. Если удалось закрыть БРУ-А (ПК ПГ) до срыва конденсатных насосов RM11-13D01, то восстановить параметры блока на новом уровне мощности, доложить НС АЭС, выявить и устранить причину открытия БРУ-А (ПК ПГ);

б) Если не удалось устранить течь, то проконтролировать разгрузку ТГ и восстановление параметров на новом уровне мощности;

в) Контролировать скорость падения уровня в конденсаторах турбины SD11,12,13, увеличить подпитку SD11,12,13 до максимально возможной, открытием UА11,12S01,02. Контролировать уровень в Д-7ата, включить в работу UА20D01;

г) Если уровень в SD11,12,13 продолжает падать, несмотря на все принятые меры, то при уровне в SD11,12,13 менее 50см сбросить АЗ РУ, закрыть СРК ТГ, проконтролировать сработку защит: УВF04,F15, разрывную защиту 2 контура (dts(1/2к)>75С; Р2к<50кгс/см2,t1к>200C), запуск каналов СБ, закрытые БЗОК ТХ50(60,70,80)S06, отключение ГЦН1(2-4) поврежденной петли, закрытие арматуры на по аче основной и аварийной питательной воды на "поврежденный" ПГ. Выполнить действия, описанные в п.20.3.3;

д) Если подпитка конденсатора компенсирует течь и уровень в SD11,12,13, а также в Д-7 RL21,22В01 не падает, то проконтролировать восстановление параметров блока на новом уровне мощности. Доложить НС АЭС. Предпринять действия по выяснению причины отказа, устранению ее, закрытию БРУ-А (ПК ПГ). В дальнейшем действовать по распоряжению НС АЭС.

Лекцию разработал

доцент кафедры Эксплуатации и ФЗ ЯЭУ                            В.Н. Петрыкин


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

27085. SCM 95.29 KB
  supply chain management SCM организационная стратегия и прикладное программное обеспечение предназначенные для автоматизации и управления всеми этапами снабжения предприятия и для контроля всего товародвижения. SCMсистемы охватывает весь товарный цикл: закупку сырья производство распространение товара. Выделяется шесть основных областей на которых сосредоточено управление цепями поставок: производство поставки месторасположение запасы транспортировка и информация В составе SCMсистемы можно условно выделить две подсистемы: SCP ...
27086. Информация в бизнесе. Информационная поддержка бизнеса 15.71 KB
  Информация сведения об объектах и явлениях окружающей среды их параметрах свойствах и состоянии которые воспринимают информационные системы живые организмы управляющие машины и др. Финансовоуправленческие системы включают подкласс малых интегрированных систем. Такие системы предназначены для ведения учета по одному или нескольким направлениям бухгалтерия сбыт склад кадры и т. Системы этого класса обычно универсальны цикл их внедрения невелик иногда можно воспользоваться коробочным вариантом купив программу и самостоятельно...
27087. Документооборот 14.98 KB
  Следует отметить что в этом определении упор делается на словах движение документов то есть их пути из одного подразделения или от одного сотрудника к другому. Автоматизация позволяет сократить время на обработку документов а также снижает риски случайной потери данных кроме того СЭД позволяет руководству контролировать выполнение управленческих решений. Возможность параллельного выполнения операций позволяющая сократить время движения документов и повышения оперативности их исполнения Непрерывность движения документа позволяющая...
27088. Корпоративная информационная система(КИС) 12.02 KB
  Основными блоками корпоративных информационных систем являются: система хранения база данных хранилище; система сбора и концентрации информации; системы поддержки принятия решений – бизнеслогика базируется на обработке; специальные взаимодействия.
27089. ОСНОВНІ ВІДОМОСТІ ПРО ВАГОНИ. ТИПИ, ЗАГАЛЬНА БУДОВА, ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ ПОКАЗНИКИ ВАГОНІВ. ПОЗНАЧКИ ТА НАДПИСИ НА ВАГОНАХ 337.5 KB
  Типи та конструкції сучасних вантажних, пасажирських та рефрижераторних вагонів являють собою доволі складну інженерну побудову. Тому інженери, що працюють в системі вагонного господарства залізничного транспорту та в вагонній промисловості, повинні добре знати конструкцію вагонів
27090. Архитектура CRM систем 91.83 KB
  архитектура CRM систем CRMсистема Customer Relationship Management System система управления взаимодействием с клиентами корпоративная информационная система предназначенная для улучшения обслуживания клиентов путём сохранения информации о клиентах и истории взаимоотношений с клиентами установления и улучшения бизнеспроцедур на основе сохранённой информации и последующей оценки их эффективности. Её основные принципы таковы: наличие единого хранилища информации откуда в любой момент доступны все сведения обо всех случаях...
27091. Архитектура erp систем 35.49 KB
  архитектура erp систем В начале 1990х гг. Системы класса MRPII в интеграции с модулемфинансового планирования Finance Requirements Planning FRP получили название систем планирования ресурсов предприятийEnterprise Resource Planning ERP. В основе ERPсистем лежит принцип создания единого хранилища репозитория данных содержащего всю корпоративную бизнесинформацию: плановую и финансовую информацию производственные данные данные по персоналу и др. Целью ERPсистем является не только улучшение управления производственной деятельностью...
27093. Организация процессов обработки данных в базе данных: формы, запросы, отчеты 38 KB
  Основными компонентами объектами базы данных являются таблицы запросы формы отчеты макросы и модули.Таблица фундаментальная структура системы управления реляционными базами данных. В Microsoft Access таблица это объект предназначенный для хранения данных в виде записей строк и полей столбцов.